近废弃油藏延长生命周期开发调整技术

针对近废弃油藏特高含水、优势通道发育、剩余油高度分散、非均质性强等主要矛盾,以双河油田北块Ⅱ(2油组)4—5层系为例,采用油藏精细地质建模、数值模拟方法和微观驱替实验方法,表征了聚合物驱后油藏剩余油分布特征。聚合物驱后宏观剩余油平面上注采非主流线、主流线弱势区及注采井距较大的边部区域剩余油饱和度较高,纵向上正韵律顶部剩余油富集;微观剩余油以半束缚态为主,依据剩余油分布特征提出了非均相复合驱变流线井网加密调整技术思路。通过井网变流线加密调整,形成交错式行列井网模式,流线方向转变30°以上,流线转向率达80%,促使剩余油有效动用。数值模拟预测该技术可提高采收率10.96%,新增可采储量70.61×10^(4) t,延长生命周期15 a,为聚合物驱后油藏大幅度提高采收率提供新的技术方法。

深层超深层油气藏高应力下数字岩心构建方法

深层超深层油气藏由于埋藏深,其地应力达200 MPa,会显著改变储层岩石孔隙的微观结构。数字岩心是孔隙尺度数值模拟的重要载体,但是现有数字岩心重构方法是基于常温常压下岩心的扫描图像重构,不能反映高应力下的孔隙结构。为此,提出了一种基于离散元法考虑高应力影响的数字岩心重构方法。首先,采用分水岭算法分割CT图像,利用球面谐波分析方法建立轮廓数据库,并在PFC^(3D)中建立Clump(团簇)模板库;然后,根据孔隙度和粒径分布使用模板库中的Clump建立离散元模型,并用两点相关和线性路径相关函数曲线评价模型的准确性;随后,标定颗粒间微观力学参数,并加载应力模拟得到不同应力下的数字岩心;最后,分析了不同应力下数字岩心的孔隙几何拓扑结构,计算孔隙度和渗透率。以Bentheim砂岩为例,构建了其不同应力下的数字岩心,研究结果表明,应力增大,导致孔隙和喉道半径缩小、喉道伸长、连通性变差、孔隙度和渗透率减小。研究结果为深层超深层油气藏孔隙尺度模拟提供了技术途径。

基于“扩缝串洞”理念的超深层小缝洞群碳酸盐岩储层改造数值模拟

随着四川盆地和塔里木盆地碳酸盐岩油气藏勘探开发逐渐迈向超深层领域,受地质条件影响,储层由大型缝洞向以厘米—毫米级小缝洞群转变,以往针对大型缝洞储层改造的酸压技术系列难以适应小缝洞群储层。为充分释放超深层小缝洞群碳酸盐岩储层的天然气产能潜力,基于小缝洞群碳酸盐岩储层特征,构建了多尺度离散缝洞方法,建立了考虑岩石变形、裂缝延伸、酸液流动反应、温度变化的热流固化多场耦合数值模型,最后提出了以多级转向扩面积、精准控黏串缝洞、定点生酸扩缝长为核心的“扩缝串洞”缝控改造理念,并对小缝洞群碳酸盐岩储层“扩缝串洞”缝控改造方式进行了优化分析。研究结果表明:①多级交替注入形成的黏性指进现象可以促进缝控改造面积的增加和裂缝非均匀刻蚀,从而提高改造后的产能,且缝控改造效果最佳;②酸液注入黏度比增加,缝控改造无因次产能指数呈现先增大后减小的规律,当黏度比超过30,缝控改造无因次产能指数开始迅速减小,缝控改造中酸液交替黏度比需控制在25~35区间;③酸液用量越大,缝控改造面积及改造后无因次产能指数越大,但对于一定地层参数和单井控制面积的缝控改造存在极限酸液用量,超过该酸液用量后缝控面积趋于极限值,而无因次产能指数仍随酸液用量的增加而稳定增大。结论认为,提高缝控改造面积和激活动用小缝洞群是小缝洞群碳酸盐岩储层提产的关键,该认识为超深层小缝洞群碳酸盐岩气藏的高效开发提供了理论指导。

基于高压汞灯荧光显微观测的剩余油定量分析方法

为明确不同驱油阶段微观剩余油的分布状态,指导老油田在注水开发后期的剩余油挖潜,选取典型区块不同渗透率级别的岩心进行了驱油试验,采用液氮冷冻技术制作岩心薄片并利用高压汞灯荧光显微镜,分析了饱和油阶段、水驱至模型初见水阶段和水驱结束后阶段的微观剩余油赋存状态。经过图像处理,细分了剩余油赋存状态,并计算了不同状态剩余油的赋存比例。研究表明,中渗透率岩心水驱主要动用了自由态剩余油,水驱后残存的自由态剩余油较多,可作为继续挖潜对象;低渗透率岩心水驱过程中自由态微观剩余油含量进一步减少,水驱后束缚态的膜状剩余油及半束缚态的喉道状剩余油可作为接替开发对象。高压汞灯荧光显微观测法为剩余油分析提供了一种新的量化方法,可以为老油田的剩余油挖潜提供借鉴。

塔里木盆地顺北油气田少井高产地质工程一体化做法与关键技术

塔里木盆地顺北油气田埋藏深度为7300~9000m,脆性地层破碎形成的缝洞型储层沿高陡走滑断裂带发育,断裂破碎带内部非均质性极强,且流体性质差异大。面对这类超深复杂的断控缝洞型油气藏,高效成井面临世界级挑战,单井费用高,效益开发难度大,没有现成的经验、技术可借鉴。顺北油气田以项目管理为抓手,建立了独有的“五有五提升”地质工程一体化管理模式,创新形成了“少井高产”七要素关键技术。近几年,少井高产地质工程一体化实现了质的飞跃,落实了4号、8号断裂带2个亿吨级资源阵地,新增石油探明储量为1.53×10^(8)t、天然气探明储量为1620×10^(8)m^(3),4号断裂带共部署井位20口,两年建成了130×10^(4)t油当量产能阵地。与2016年开发动用的1号断裂带相比,高产井成功率提升了35%、单井产能提升了316%、单井发现探明储量提升了55%,实现了高效勘探,效益开发,其经验对其他同类型油藏开发具有较好的借鉴意义。

鄂尔多斯盆地陆相页岩油藏天然裂缝刻画与储层改造对策

鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组长7段页岩油储层主要为深湖相泥页岩和重力流砂体的交互沉积,储层的分布在纵向和横向上均复杂多变,单砂体厚度薄,同时又受到天然裂缝的影响,对该区科学压裂、生产提出了一系列挑战,压窜、砂堵等工程问题与降本增产成为目前重要攻关方向。文章总结了近两年来针对该区天然裂缝刻画方面的工作和认识,以及在压裂改造方面的最新理念和对策。在综合地质研究的基础上,建立三维精细地质、油藏和地质力学模型,进行合理的压裂设计、施工、压裂后分析和计算机模拟,更好地了解天然裂缝和水力裂缝之间的相互作用和水力缝的扩展规律,达到定制化的压裂设计和施工优化。最终实现施工井与同平台邻井在产量相当的情况下,支撑剂的用量减少20%左右、压裂液用量减少10%左右。这种地质工程一体化工作流程使“一井一策”和“一段一法”真正落到实处,从长远来看,这将成为鄂尔多斯盆地陆相页岩油达到单井和井场EUR最佳效果的基础性技术保障。

致密储层压驱焖井阶段渗吸机理分子模拟研究

针对致密储层开发中存在的天然地层能量衰减快、驱替相有效波及体积不足等难题,考虑将压驱与焖井相结合的高效开发技术应用于致密储层.基于分子动力学方法从微观作用力角度分析致密储层压驱渗吸机理,进行致密储层压驱过程溶质动态迁移表征,并从分子尺度对渗吸阶段进行划分.采用分子模拟方法,构建致密储层壁面-油相-驱替相三相体系,分别从体系弛豫特征、浓度分布及扩散能力和介质间相互作用能等方面分析常规水力压裂后常压驱替条件和压驱高压条件渗吸过程特征性差异,从分子尺度阐释致密储层压驱渗吸机理.研究表明:相对于常规压裂后驱替而言,压驱条件下,驱替相分子扩散系数提高20.06%,与孔隙壁面的相互作用能提高2.3倍;驱替相分子吸附层数增加,油相解吸效果更为明显,渗吸换油效率提高38.73%.此外,渗吸效率随储层温度变化的过程存在峰值,具有先上升后降低的特征;且受到壁面润湿性的影响,壁面亲水性越强渗吸效率越高.从分子尺度将焖井渗吸过程划分为3个阶段:水分子优先靠近壁面;驱替相流体与油相分子竞争吸附,将吸附态油相剥离为游离态,使其远离壁面;压驱液溶质分子进入初始油相范围,进一步置换油相,提高渗吸效率.压驱技术高压注入压驱剂可快速补充地层能量,扩大驱替相流体波及体积并提高洗油效率,在二者的协同作用下可大幅度提高渗吸驱油效率.该项研究可为致密储层高效开发提供理论参考.

济阳坳陷古近系沙四段——沙三段页岩油立体评价探索与实践

济阳坳陷为中国东部典型的陆相断陷盆地,古近系沙河街组沙四段—沙三段沉积一套巨厚的中低成熟度页岩油储层,资源量超100×10^(8)t,目前处于评价试验阶段,勘探开发前景广阔。针对陆相页岩油岩相复杂、储集空间多样、非均质性强、烃源岩厚度大的特点,以地震、测井、录井、取心及实验分析等资料为基础,开展烃源岩有利岩相、储集性、含油性、可动性、可压裂性“四性”评价,通过评价井部署和井组先导试验实施,形成以甜点立体评价、井网立体优化、水平井立体压裂为核心的评价技术,落实资源潜力及技术适应性,为优选建产区带、实现规模化开发产能建设提供重要支撑。通过博兴、牛庄和民丰等地区立体评价试验,落实甜点评价标准可靠性、井距层距合理性和压裂工艺适应性,建成中国石化首个10万吨级页岩油先导试验井组,有力支撑了济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区的高效建设。

胜利油田油藏数值模拟技术新进展及发展方向

油藏数值模拟技术是油藏分析的重要手段,是油田开发人员编制开发方案、开展动态跟踪调整、进行提高油藏采收率研究等工作的有力工具。为明确胜利油田油藏数值模拟技术的未来发展方向,回顾了胜利油田60年以来油藏数值模拟应用技术和自主知识产权软件研发的发展历程,着重总结了“十三五”以来适配油田当前地质及开发特征的特高含水期精细油藏描述、低渗透油藏压驱开发、非均相复合驱、稠油油藏多元热复合驱、CO_(2)高压混相驱、页岩油大规模压裂整体开发等多个领域的数值模拟应用技术创新性进展;介绍了涵盖水驱、化学驱、微观、智能模拟等不同方向的多款胜利特色油藏数值模拟软件的研发及应用情况。最后指出在当前胜利油田的开发形势下,油藏数值模拟在精细程度、规模、效率和协作方式等方面面临着更大的挑战,油藏数值模拟需要进一步向一体化、并行化、智能化方向发展,为胜利油田开发提质增效提供技术支撑。

页岩油注CO_(2)过程中重有机质沉积预测

综合考虑页岩基质纳米孔隙中吸附引发的限域效应、毛管压力作用及极性分子间的缔合作用,建立页岩油重有机质沉积预测模型及求解方法,并选取典型区块页岩油样开展重有机质沉积预测,对比分析页岩油重有机质沉积相边界的变化规律及CO_(2)注入对重有机质沉积相边界的影响。结果表明:缔合作用加剧低温区间的重有机质沉积风险,而高压区间内的重有机质沉积现象受纳米限域效应的影响更加显著;考虑耦合效应时,典型油样在CO_(2)注入量(摩尔分数)仅为5%时的重有机质沉积压力上限可达26.57 MPa,相比于未注气的情况下提高3 MPa;页岩油注CO_(2)过程中的重有机质沉积风险最大,控制CO_(2)注入量和避免地层压力降低过快是潜在的规避重有机质沉积风险的有效手段。

增强局部注意力的时间序列分类方法

现有时间序列分类方法普遍基于一种循环网络结构解决时间序列点值耦合问题,无法并行计算,导致计算资源浪费,因此提出一种增强局部注意力的时间序列分类方法。该方法拟合混合距离信息以增加时间序列位置感知能力,将混合距离信息融入自注意矩阵计算中,从而扩展自注意力机制;构造多尺度卷积注意力获取多尺度局部前向信息,以解决标准自注意力机制基于点值计算存在注意力混淆的问题;使用改进后的自注意力机制构造时序自注意分类模块,并行计算处理时间序列分类任务。实验结果表明,与现有时间序列分类方法相比,基于局部注意力增强的时间序列分类方法能够加速收敛,有效提高时序序列分类效果。

一种基于PSO-ELM的低渗透砂岩水淹层测井识别方法

水淹层测井识别对油田开发方案部署及提高采收率有着重要意义。新疆陆梁油田作业区某区块油层水淹类型主要为污水水淹,测井响应特征复杂多变,传统识别图版方法难以对水淹层有效识别。文中基于测井、地质、试油等资料,在水淹层测井响应特征分析基础上,提出了一种利用改进粒子群优化算法(Particle Swarm Optimization,PSO)及极限学习机(Extreme Learning Machine,ELM)的水淹层识别方法。首先,利用相关系数优选6个主控因素:RD,RS,GR,SP,DEN,AC。其次,采用改进粒子群算法对极限学习机模型进行参数寻优;最后,利用优化后的模型对研究区水淹层进行预测。结果表明,利用PSO-ELM模型识别水淹层,识别符合率达到91.7%,应用效果优于ELM模型及传统识别图版,为水淹层测井识别提供了新思路。

基于帝国竞争反向传播神经网络的断块油田开发顺序优化

明确断块油田群中断块的开发顺序是进行开发方案设计的前提条件。断块油田数量较少时,可以进行技术经济的组合对比,但是断块数量较多时会形成海量的组合,耗费时间也长。断块油田开发顺序评价的现有方法有权重评价法、层次分析法、综合模糊评判法等,这些方法在选择评价指标和指标权重上带有较强的主观性,无法做到完全客观的评价。因此本文提出一种基于帝国竞争算法改进的反向传播神经网络模型,首先采用Spearman相关系数法确定影响断块油田开发的主控因素,其次使用分段三次Hermite插值方法实现断块油田群开发数据库的扩充,最后在扩充后的大量数据库训练样本的基础上,基于帝国竞争算法改进的反向传播神经网络模型可以确定影响开发效果参数的权重并预测断块油田群中各断块油田的净现值,根据净现值大小可以确定每个断块的开发顺序。该方法以实际断块油田群的地质油藏数据库作为评价依据,断块油田的开发顺序更加的科学合理,项目整体的净现值也明显高于依靠传统方法确定的开发顺序组合,避免了人为主观性,也节省了数值模拟和经济评价的工作量,克服了现有方法的局限性,对于提高断块油田群开发综合效益具有重要意义。

人工智能辅助评价技术在火山岩气藏开发中的应用

结合COMOST人工智能辅助评价技术对典型火山岩气藏区块开展了多因素敏感性分析,自动历史拟合,方案最优化以及不确定分析等评价,建立了一种评价火山岩气藏开发指标预测、方案优化及风险分析的新方法,为以后气藏的合理指标预测及开发技术界限的界定提供参考和依据。

管卡位置对海管立管的敏感性分析

以海洋平台海管立管为研究对象,考虑实际海况和立管实际结构特点,研究多层立管之间及多层立管与平台之间的受力耦合作用。通过有限元分析软件,建立具有典型代表性的海洋多层立管数值模型。针对管卡位置对海管立管的结构影响,基于管卡位置对海管立管的结构强度和疲劳寿命进行分析。根据分析结果,对管卡的安装位置进行优化,为现场作业提供理论指导,进一步为海上工程设计和施工提供科学依据和安全保障。

两阶段注采管损伤仿真识别方法研究

注采管的微裂缝或微损伤会逐渐发展为疲劳断裂破坏,给储气库的安全运营带来巨大挑战。于是,以注采管为对象,将改进灰关联度与柔度曲率差相结合形成新的损伤识别指标,提取出流固耦合作用下注采管有限元模型的固有频率和振型,以计算改进灰关联柔度曲率差指标(IGMFC)值,对结构损伤进行定位,并利用改进后的粒子群算法(IPSO)优化极限学习机(ELM)对结构进行损伤定量。结果表明指标IGMFC具有很好的准确度、灵敏度和抗噪性,且优化后的极限学习机量化损伤程度的误差在2%以内,损伤识别结果误差仅为2.92%,有一定的应用价值。

基于现场经验的场站无人值守阶段特征研究

随着油田智能化进程的推进,塔里木油田某采油气管理区为积极响应建设智能化油田建设的标杆,对管理区内联合站和采油作业区进行一体化改革,以达到少人高效、提质增效的效果,但受限于自动化仪表、数据传输、人员技能水平、场站处理能力等因素的制约,在一体化过程中存在一系列的问题,导致进度有所减缓。基于现场实施井站一体化后,场站实施无人值守存在问题和症结,通过落实自动化仪表更换、光纤数据传输、人员综合考核完成无人值守任务,通过分析和总结形成井站一体化无人值守的不同阶段特征,为其他油田完成无人值守提供借鉴。

油气田智能仓储管理现状与对策研究

随着智能化技术的迅速发展,智能仓储管理成为提升油气田运营效率、降低成本、确保物资供应安全的重要路径。基于此背景当前越来越多油气田企业开始探索智能仓储管理,但在此过程中也出现了如系统集成度不足、技术应用层次较浅、硬件设施滞后、人员技能不匹配和业务流程脱节等问题。深入分析了这些问题,并提出了相应的优化对策,以期通过加强系统融合、深化技术应用、加快硬件升级、强化人才培训和优化业务流程,全面提升油气田智能仓储管理的效率,为油气田行业的可持续发展提供有力支持。

基于SCADA系统预警报警系统研究应用

提出采用人工智能方法,开展基于SCADA系统预警报警开展预警报警模块深度研究应用,建立适用于长庆油田采油厂的各类复杂、通用类预警报警模型,并进行编码开发和嵌入式应用。相较传统SCADA系统具备有效降低误报率、提高报警可用性、开展多设备联动等功能,通过结合智能化预警报警功能的应用,加强预警报警数据的统一规范管理、数据复用、预警流程管理,并通过应用报警系统开展生产优化与精细化管理,真正将智能化应用落实到岗位。

油气田仿真培训存在的问题与改进措施

员工培训是提升员工专业技能,促进企业可持续发展的重要举措。伴随油气田行业的快速发展,安全生产形势面临着许多新挑战与新问题。为此,油气田企业需重视员工培训,提升员工的安全生产技能与应急处理能力。传统的安全培训模式早已跟不上时代发展的需要,而油气田仿真培训模式在近年来得到大量的应用。为此,就油气田仿真培训的概念以及作用、存在的问题进行阐述,然后提出了一系列改进措施,以期进一步提升油气田仿真培训质量。